油包水钻井液稳定性研究

油基钻井液稳定机理研究

油基钻井液在钻深井和超深井时的使用效果很不错，但目前对其中乳化剂作用机理、各种处理剂之间协同作用的研究还远远不够。本文通过宏观实验研究和处理剂微观结构表征来加深对油包水钻井液稳定性机理的认识，找出油基钻井液的稳定机理，并对新油包水钻井液处理剂做出相应的评价。

1.乳化剂对油基钻井液乳状液稳定性的作用机理及影响：

乳化剂作用机理：降低油水两相之间的界面张力；形成坚固的界面膜；增加外相（油相）粘度。

考虑到乳化剂以上的作用机理，在选则乳化剂应遵循以下几个原则:①HLB值为3-6;②非极性基团的截面直径必须大于极性基团的截面直径;③如果选择盐类或皂类，那么应选用高价金属盐;④与油的亲和力要强;⑤能较大幅度降低界面张力;

⑥抗温性能好，在高温下不降解，解吸不明显;⑦无毒或低毒。

1)HLB值影响

每种乳化剂都有特定的HLB值，单一乳化剂往往很难满足由多组分组成体系的乳化要求。通常将多种具有不同HLB值的乳化剂混合使用，构成混合乳化剂，既可以满足复杂体系的要求，又可以大大增进乳化效果。综合考虑破乳电压值、乳化率和分水率得出当乳化剂的HLB值为3-4、含量不小于3%时，油包水乳化体系稳定性较高。

2)界面张力影响

溶液中的表面活性剂由于两亲的性质可运移到油水界面上，在油水界面上定向吸附。表面活性剂的极性亲水基团在水相中与极性水分子间有较大的范德华力，亲水基团周围形成水溶剂化层；非极亲油基团在油相中与非极性油类有较大的范德华力，亲油基团周围形成油溶剂化层。乳化剂在油水界面上形成一个表面活性剂分子定向排列的吸附层：此吸附层的水相一侧存在一个水溶剂化层，油相一侧则有油溶剂化层；吸附层及两端的溶剂化层形成有一定强度的界面层。由定向吸附的表面活性剂分子紧密排列形成的界面吸附膜可减弱由于布朗运动引起的液珠之间的碰撞，在界面层防止液滴聚结合并、油水分层，大幅度降低油水的界面张力。

3)主乳加量影响

主乳化剂和被乳化油水两相的亲和力直接影响着乳状液的稳定性，主乳的加入不仅能稳定地乳化分散液滴，还会增加油相甚至整个钻井液体系的粘度，阻碍了液滴的聚并。但过量主乳会使得体系中复合乳化剂的HLB值过低，导致体系的稳定性有一定的下降。

4)辅乳加量影响

随着辅乳化剂量的增加，体系性能体现为以下特点:体系中塑性粘度PV值变化不大，高温高压滤失量有所降低，破乳电压值差别不大，最主要的是动塑比有一定幅度的提高。当辅乳化剂的加量为1.5%时，体系表现出较好的切力。

5)复合乳化剂影响

配伍性和亲和性较好的主辅乳形成的复合表面活性剂使油水界面张力大大降低，表面活性剂分子在界面上排列更加紧密，复合界面膜的强度、韧性都有所增加，乳化液滴不易聚结破乳。

2. 基液对油基钻井液乳状液稳定性的作用机理及影响

1）基础油相影响

芳烃含量较多的油（如柴油）因其与乳化剂非极性基团之间存在亲和力而较易于被乳化，形成的乳状液相比芳烃含少、无的油形成的乳状液较稳定。但其产生的环境污染也较大。在油包水钻井液体系中，塑性粘度随基油粘度升高而增加，基油粘度升高则使乳化液滴聚结的难度加大，所以体系更稳定，同时高温高压滤失量有所下降。5#白油配置的油基钻井液塑性粘度、破乳电压值最高，电稳定性好，形成的乳状液较气制油和柴油更为稳定。柴油和气制油的高温高压滤失量都较大。不同基油配制成的油基钻井液的流变性在常压状态下受温度的影响也不同，其中以柴油配制的钻井液降幅较大，其他两者受温度影响幅度较小，更能适应深井钻井的要求。对于气制油油基钻并液，其自身过高的成本在一定程度上阻碍了其广泛的应用，同时用气制油作为基油的钻井液需加入大量的乳化剂，会导致岩石表面发生润湿反转，造成储层不可逆转的损害。

2）水相不同盐类影响

乳状液内相中盐类对稳定性评价实验结论：二价无机盐形成的乳状液稳定性大于一价无机盐，远大于一价有机盐。无机盐的阳离子水合离子半径和离子价态都对乳状液有影响，水相中高价金属离子对乳状液稳定性影响程度要小于低价金属离子。离子价态越高，越易形成w/o乳状液，同时乳状液稳定性也有一定提高。

3）无机盐浓度对油包水乳化钻井液稳定性的影响

活度平衡：加NaCl可获得最小的活度值为0.759，如果钻遇地层只要某些层位其活度值若小于0.759，就必须使用CaCl2才能达到控制活度的目的。使用CaCl2配制成的盐水可获1.0-0.4活度值，使用NaCl可获得最小的活度值为0.75。而两种有机盐使蒸馏水的活度降低幅度不大，且其成本较高，故一般不用有机盐。上述两种不同无机盐溶液其活度没有累加性，即把饱和NaCl和饱和CaC12溶液混合不会获得更低的活度，因为两种无机盐的溶解度不同，相混后便会出现NaCl结晶沉淀。若钻井中存在着不同层不同活度的页岩时，则先测定活度最低的那个层段页岩，再加入足够的无机盐来平衡活度最低的，这时会出现活度高的层段页岩中的自由水将会转移到钻井液中，若页岩中的自由水的这种”损失”是一个非常慢的过程，一般影响不大，但若这个过程过快时，井眼亦会出现剥落坍塌掉块的迹象。由于活度控制在实际中未被广泛推广普及，因此，要想真正做到保持活度平衡，必须在现场定时监测页岩和钻井液的活度值。水相中无机盐浓度的增加能降低油包水乳化钻井液体系活度，在理想状况下使体系与地层泥页岩达到活度平衡状态，有利于维持钻井过程中井壁稳定。

水相密度影响：乳化剂、有机土等其他处理剂的加入，其分散介质粘度的增加都能减缓或者阻止水珠的絮凝和聚并，使乳状液的动力学稳定性增加。而油水相的密度差直接影响到乳状液的动力学稳定性，密度差增加，直接导致水珠间的平均间距缩小，水珠聚并速率的增大。加上在重力的作用下，也会促进乳状液内上下水珠的聚并，最后使乳状液完全破乳。因此水相中无机盐的存在对乳状液的稳定性影响极大，乳状液由于在高速搅拌的作用带上了一定的电荷，无机盐的强电解特性会压缩水珠的界面双电层厚度，界面膜上的电荷密度会因正负离子中和而大量减少，进而液珠之间的排斥力降低，增加了它们之间接触、絮凝和聚并的机会，导致乳状液破乳。无机盐的加入，使得油水两相的极